辽河油田：老油田千井注碳竞“丰”流
2026-04-14 10:07 [勘探炼化] 来源于：中国石油报 作者：记者 隋泠泉
导读：4月上旬，辽河油田各主力区块一派繁忙景象。在杜84块、双229块等重点区域，一条条注气管道向地下纵深延伸，经过处理的二氧化碳正源源不断注入油层。 作为破解开发难题、支撑产量提升、释放长远发展潜力的重要举措，辽河油田全面推进二氧化碳补能开发模式，实
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4月上旬，辽河油田各主力区块一派繁忙景象。在杜84块、双229块等重点区域，一条条注气管道向地下纵深延伸，经过处理的二氧化碳正源源不断注入油层。
作为破解开发难题、支撑产量提升、释放长远发展潜力的重要举措，辽河油田全面推进二氧化碳补能开发模式，实现投入产出比达1:1.25，成功为老油田稳产上产打开关键突破口。
千井注碳
战略性系统性实施新补能工程
“多亏二氧化碳辅助吞吐补能，彻底盘活了这个濒临废弃的区块。”辽河油田金海采油厂采油作业一区副区长朱寰宇介绍。据悉，新海27块累计采取173井次二氧化碳补能措施后，区块含水率下降11.8个百分点，平均单井日增油1.6吨，产量实现大幅提高。
油气开发是一个以能量换能源的过程，有能量供给，才会有油气采出。长期以来，稀油注水、稠油注蒸汽一直是国内外油藏补能提采的主流技术路线。近年来，二氧化碳凭借降黏、膨胀原油、提升驱油效率等突出优势，逐渐成为稠油开发与盘活弱动用储量的重要辅助补能介质。
辽河油田在二氧化碳补能领域具备先天优势。作为国内陆上最大的稠油生产基地，其稠油开发过程中会伴生大量二氧化碳。将这部分二氧化碳回收利用，既能实现油藏补能提采，又能达成降碳减排目标，实现经济效益与生态效益双赢。
“辽河油田在二氧化碳辅助热采领域已有10余年技术积累，2025年更是实现里程碑式突破。”辽河油田开发事业部油藏管理科科长张雷表示。这一年，油田将注碳补能提升至战略高度，系统性推进千口二氧化碳吞吐补能工程，实施规模创历史新高。
通过深化油藏机理研究，辽河油田推动二氧化碳补能实现两大关键转型：从单井零散注采转向区域整体调控，从单一注气模式转向汽气剂多元复合补能，精准适配不同类型油藏的开发需求。
依托这一系列举措，辽河油田稠油开发的核心指标油汽比成功扭转下降态势，从上年同期的0.33提升至0.34，实现“用汽更少、产油更多”的高效开发。“别小看这0.01的提升，仅年节省注蒸汽量就达20万吨，直接节约成本4000多万元，这还没计入增油带来的额外效益。”张雷给记者算了一笔清晰的效益账。
“未采先补”
“超前模式”让地层能量充分释放
去年12月，锦7块一口稠油新井采用“先注二氧化碳、再注蒸汽”的创新工艺后，日产油量较周边同批次未注碳直接注蒸汽投产的新井高出2.5吨。
“油田开发中后期，地层能量亏空严重。若沿用‘先靠天然能量开发、后补能开采’的传统模式，不仅后期补能成本高，效果也难以保障。‘先补能后投产’模式能实现新井‘优生优育’，显著提升全生命周期产量。”辽河油田锦州采油厂地质研究所二级工程师刘然解释说。
二氧化碳补能绝非简单的“注碳驱油”。辽河油田的碳补能之路，是一场以四项核心技术突破为引领的多技术协同的绿色提采革命——集团协同补能、汽气剂复合补能、二氧化碳冷采补能、吞吐一次补能的全面突破，为老油田焕新注入强劲动力。
集团协同补能提升热效率。辽河油田打破二氧化碳单井补能模式，推出“打包套餐”——把气窜组合有关系的单井点沟通在一起，同注碳同补能，减少热损失。杜84块兴I组5口井，有很严重的气窜史，科研人员将它们“打包”，同时注二氧化碳，随后同时注蒸汽，减少了气窜部分热量损失，大幅提升了热效率。
汽气剂复合模式让补能效果翻倍。辽河油田变单一注二氧化碳为注“蒸汽+二氧化碳+化学药剂”复合模式，首先注入调剖剂、降黏剂，封堵大的孔道，把原来形成的气窜通道进行短暂封堵，随后注二氧化碳、注蒸汽，直接作用于剩余油分布比较发育的区域，效果立竿见影。齐40块实施27井次，阶段增油2600余吨。
首次实施二氧化碳冷采补能，拓宽实施边界。辽河油田打破常规二氧化碳辅助吞吐思维，创新实施二氧化碳冷采补能，即二氧化碳不再“打辅助”，而是作为主力补能介质单独补能。突破油藏适用性界限，在39个普通稠油、稀油区块开展吞吐冷采试验，实施320井次作业，年增油4.3万吨，成功激活储层连通差、注采井网不完善的弱动用储量，整体提高采收率1.5%。
“未采先补”，吞吐一次补能“超前模式”让地层能量充分释放。压力是油藏开采的核心，低压到临界点，原油便无法继续采出。辽河油田建立初始补能概念，突破以往地层压力下降后再补能的观念局限，在新井打完尚未动用时，先注入二氧化碳补充能量，随后再开采。这种模式下，产能更加稳定，开采时间更长。辽河油田锦州采油厂实施该措施百余井次，阶段增油超8000吨。
全链闭环
“碳循环”构建低碳开发新体系
春季上产期，双229块碳循环注入站内一派忙碌景象：气液分离器、脱烃器、捕碳器、储罐等紧密衔接，6台活塞泵平稳运转，将地下采出的二氧化碳经过深度处理后，重新注入油藏循环利用。
二氧化碳高效补能，关键在于提升循环利用率。“注入油藏的二氧化碳发挥驱油作用后，会伴随原油开采排出一部分，直接流失十分可惜。”张雷坦言，“若能将这部分二氧化碳回收循环注入，无论是增油效果还是经济效益，都将实现质的飞跃。”
近年来，辽河油田持续攻关二氧化碳循环注入技术，双229循环注入站自投运以来，已稳定运行超800天，累计循环注入二氧化碳超15万吨。“建站过程中，我们攻克7项工程建设关键难题，完成上万个零部件的优化组合，最终满足循环注入的严苛要求。”该站站长王志朋介绍说。
辽河油田构建了“集中建站+橇装回注”2条循环注入路线。针对生产井集中、日产气水平稳定的区块，建设二氧化碳循环注入站，通过“建站—分离产出气—除杂净化—重新液化—二次注入”的全流程闭环，实现规模化碳循环；针对生产井分布零散的区块及单井点，采用小型橇装化循环回注设备，实现二氧化碳就地回收、就近回注。
“辽河油田是目前国内二氧化碳循环利用油藏埋藏最深、类型最丰富的油田，诸多技术难题国内尚无成熟的解决方案，必须依靠自主研发突破。”辽河油田采油工艺研究院CCUS-EOR项目室主任栾睿智表示。以双229循环注入站为例，其首个循环注入目的层——双229块沙一段埋藏深度超3500米，不仅渗透率低，且水敏性强，注入工艺需满足耐高温、耐高压的严苛要求，其中耐压指标需达到40兆帕，是国内其他油田平均水平的2倍。
面对挑战，科研人员系统评估各类油管性能，确定连续油管与气密封油管两种注入方案。经过8井次试验，最终，工艺耐压和耐温指标较计划分别提升75%和80%，达到国内领先水平。3年多来，辽河油田逐步攻克碳超临界注入与调控、碳受效关系解析、井筒防腐等一系列技术瓶颈，目前已建成投运的碳捕集装置年捕集能力达13.7万吨，循环注入装置年注入能力达21万吨。
在攻克技术难题的同时，辽河油田还持续推进成本管控。“气密封系统的高成本，一定程度上限制了二氧化碳循环注入工艺的规模化推广。”栾睿智透露，“我们正在攻关高密封性气密封螺纹脂材料，目前已进入室内试验阶段。只要掌握核心技术自主权，成本下降指日可待。”
（编辑：韩语） |
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